Materiał wydrukowany z portalu www.wnp.pl. © Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2017

LNG + Baltic Pipe + własne wydobycie = konieczność eksportu gazu

Autor:  WNP.PL (Rozmawiał: Dariusz Ciepiela)  |  17-07-2017 07:13
Jeżeli się policzy, ile może być gazu sprowadzanego do Polski, to może się okazać, że będzie to dużo za dużo, jak na nasze potrzeby. Stąd pomysł współpracy regionalnej, np. w formule Trójmorza, w celu uplasowania gazu na rynkach sąsiednich. Pojawia się pytanie, czy Czechy, Słowacja i inne kraje będą chciały gaz dostarczany przez Polskę kupować - mówi wnp.pl dr Robert Zajdler, ekspert ds. energetycznych Instytutu Sobieskiego.

Przekonuje Pan, że na światowym rynku gazu LNG widać tendencję odchodzenia od kontraktów długoterminowych na rzecz transakcji typu spot. Z czego to wynika?

Fot. Shutterstock

- Patrząc na działania najważniejszych producentów gazu, zwłaszcza gazu LNG, można wywnioskować, że przez najbliższe kilkanaście lat będzie można liczyć na nadpodaż na tym rynku. Stany Zjednoczone bardzo mocno starają się uplasować swój gaz na międzynarodowym rynku. Katar, który już teraz ma blisko 1/3 rynku, chce zwiększać swoje wydobycie z poziomu 77 mln ton do ok. 100 mln ton rocznie. Na rynku LNG wkrótce pojawi się Iran, obecna już jest na nim Australia z nową infrastrukturą eksportową. To wszystko oznacza, że gazu jest i będzie stosunkowo dużo.

Wzrostowi podaży nie towarzyszy obecnie analogiczny wzrost popytu. Rynek jest dynamiczny, a na dynamicznym rynku nikt nie chce wiązać się na długo. Nastąpi podobna sytuacja do tej, jaką obserwujemy na rynku ropy. Ropę można kupować w oparciu o kontrakty długoterminowe, ale można ją kupować również w transakcjach spot w zależności od tego, jaką przyjmiemy strategię.

Czy Polsce długoterminowy kontrakt na dostawy gazu jest potrzebny?


- Zawierając kontrakt zawsze podejmujemy ryzyko, ponieważ możemy cenę w kontrakcie przestrzelić w górę lub w dół, dlatego ważne jest obserwowanie tego, w jakim kierunku zmierza rynek oraz zagwarantować sobie korzystne formuły renegocjacyjne i indeksacyjne. Jeżeli rynek zmierza w kierunku kupującego, to można oczekiwać, że ceny będą niższe ze względu na konkurencję pomiędzy dostawcami. Rodzi się więc pytanie, czy usztywnianie się umową długoterminową z formułą cenową i bardzo prawdopodobnie obowiązkiem minimalnego odbioru LNG ma sens?

Robert Zajdler Fot. PTWP
Robert Zajdler Fot. PTWP

Sytuacja Polski jest o tyle dobra, że posiadamy stosunkowo duże własne wydobycie gazu i mamy dość zdywersyfikowaną strukturę dostaw. Przez dostawy nie rozumiem źródła pochodzenia gazu, tylko to, skąd może on dopłynąć do Polski. Czym innym jest to, z której „dziury w ziemi” gaz jest wydobywany, a czym innym jest to,  od kogo ten gaz jest kupiony. Czasami gaz jest kilkukrotnie przehandlowywany zanim trafia do klienta końcowego. Biorąc pod uwagę obecną sytuację w zakresie istniejącej i przewidywanej struktury dostaw gazu do Polski, nie widać zagrożeń, które by skłaniały do tego, aby podpisywać kontrakt długoterminowy.

Należy przy tym pamiętać, że istnieje pomysł budowy Baltic Pipe. Zakładam, że aby zbudować ten gazociąg, ktoś będzie musiał z niego kupić gaz. Stąd rozpoczęcie procedury open season i założenie długoterminowych dostaw gazu tym rurociągiem. Tu będziemy mieli sztywne dostawy. Mamy poza tym wydobycie krajowe oraz długoterminowy kontrakt na dostawy LNG z Kataru, co razem powoduje, że nie musimy się usztywniać kolejnym długoterminowym kontraktem. Warto więc mieć jakąś część portfela elastyczną i kupować gaz na rynkach krótkoterminowych.  

Niedawno PGNiG kupił gaz LNG ze Stanów Zjednoczonych, przedstawiciele spółki mówili że gaz ten kupiono tanio. To była promocja?


- Na rynku spot, czyli tam, gdzie gaz kupił PGNiG, gaz jest zazwyczaj tańszy, niż gaz w kontraktach długoterminowych. Europa korzysta ze swojej pozycji na globalnym rynku gazu ziemnego, na którym trafnie określona została przez autorów z Timera Energy jako „globalny zlew gazu” (ang. global gas sink) – miejsce, gdzie po niższych cenach gaz trafia w przypadku, gdy nie zakupią go odbiorcy gotowi zapłacić wyższą cenę z innych regionów świata, jak np. Azja.

Zakładam, że Amerykanie nie są altruistami i sprzedali gaz, który ostatnio trafił do Polski po cenie rynkowej. Oceniam, że PGNiG nie kupiło gazu ani taniej, ani drożej od cen na rynku, chyba, że był to rodzaj promocji,  w stylu: „zobaczcie, możecie od nas kupić tanio gaz, ale w zamian podpiszcie kontrakt długoterminowy”.

Sprowadzamy gaz LNG, planujemy Baltic Pipe, mamy własne wydobycie. Czy w przyszłości może się okazać, że będziemy mieli za dużo gazu jak na własne potrzeby?


- Jeżeli się policzy, ile może być gazu sprowadzanego do Polski, to rzeczywiście może się okazać, że będzie to dużo za dużo, jak na nasze potrzeby. Stąd pomysł współpracy regionalnej, np. w formule Trójmorza, w celu uplasowania gazu na rynkach sąsiednich. Pojawia się pytanie, czy Czechy, Słowacja i inne kraje będą chciały gaz dostarczany przez Polskę kupować. To będzie zależało od tego, czy będziemy im w stanie zaoferować gaz taniej niż inni dostawcy, np. z rynku niemieckiego, czy nawet Gazprom.

Mam nadzieję, że ktoś spojrzał na istniejącą i planowaną infrastrukturę przesyłową i wyliczył, że gaz z Polski uda się uplasować na sąsiednich rynkach. Musimy jednak liczyć się z tym, że będziemy musieli tym gazem konkurować na rynkach sąsiednich, a niekoniecznie zakładać, że w ramach solidarności inne państwa będą chciały kupować droższy gaz od nas.

Czy Polska może być regionalnym hubem gazowym?


- Hub gazowy formalnie w Polsce już istnieje. Zgodnie z europejskimi regulacjami hub gazowy istnieje wtedy, kiedy mamy określony obszar, punkty wejścia i wyjścia, wirtualny punkt obrotu i wspólne zasady bilansowania na tym obszarze. I my te warunki spełniamy. Mamy punkty wyjścia i wejścia. Są to punkty administrowane przez Gaz System. Funkcjonują wspólne zasady bilansowania oraz wirtualny punkt obrotu.

Rzecz w tym, że we wszystkich oficjalnych międzynarodowych dokumentach mówiących o hubach gazowym, nasz jest określany jako „nieaktywny”. Dzieje się tak, ponieważ nie ma spełnionych wszystkich przesłanek funkcjonowania hubu, a te przesłanki to np.: duża liczba podmiotów handlujących gazem na różnych płynnych platformach, zdolność do znalezienia drugiej strony transakcji dla różnego wolumenu, spread cenowy pomiędzy hubami, spread bid-offer w ramach danego rynku. W Europie nie handluje się gazem tylko na jednej giełdzie, lecz na kilku giełdach i platformach obrotu OTC (tzw. over-the-counter).

Odmiennie, niż w Zachodniej Europie, w Polsce tak naprawdę obrót giełdowy w dużej mierze bazuje na obligo giełdowym. Wymiana na platformach OTC poza obligiem jest niewielka. Funkcjonuje jeszcze alternatywna platforma obrotu - Polish Trading Point. Powinna ona moim zdaniem jednak oferować szerszy zakres produktów, niż giełda, tak jak to się odbywa na bardziej rozwiniętych rynkach, dodatkowo uelastyczniając rynek hurtowy.

Hub będzie miał znaczenie, jeśli faktycznie zaistnieje możliwość funkcjonowania wielu podmiotów, które będą handlowały i będą funkcjonowały połączenia transgraniczne, a gaz będzie można swobodnie przesyłać z jednego państwa do drugiego. Istotny jest również pozytywny klimat biznesowy zapewniający stabilność działania oraz podejmowania inwestycji. Znaczenie ma oczywiście stabilne prawo oraz taki model rynku który zapewnia możliwość konkurowania podmiotów na równych zasadach.

Pojawiają się opinie mówiące, że gaz z rurociągu zawsze będzie tańszy niż LNG, ponieważ nie trzeba go skraplać, a potem znowu regazyfikować.


- To ważny problem, jaka jest krańcowa cena gazu, czyli ile naprawdę ten gaz kosztuje. Jaka jest cena rynkowa to wiemy, ponieważ możemy obserwować ceny notowań na giełdach, ceny spot i ceny w kontraktach długoterminowych. Nikt jednak nie wie, ile kosztuje wydobycie metra sześciennego. gazu w konkretnym miejscu. Koszt ten jest wielokrotnie niższy niż cena, po jakiej gaz jest sprzedawany. Różnica pomiędzy ceną rynkową a ceną wydobycia gazu jest przestrzenią do walki konkurencyjnej pomiędzy dostawcami.

Jeśli rurociąg jest zamortyzowany, nie generuje on dużych kosztów. Skraplanie i regazyfikacja z dopiero co wybudowanej instalacji LNG generuje koszty, które trzeba przenieść  w cenie gazu. Koszty te powiększone o opłaty portowe, opłaty transportowe będą z dużym prawdopodobieństwem wyższe, niż koszty transportu gazociągami. Należy jednak mieć świadomość, że sytuacja może się odwrócić, jeżeli samo paliwo będzie tańsze na metanowcu, niż w gazociągu. Przygotowując często analizy biznesowe zawsze analizuje konkretne przypadki, każdy z nich jest inny i posiada własne uwarunkowania. Nie można tu się posiłkować wyliczeniami ogólnymi, czy funkcjonującymi na rynku stereotypami.

Czy można spodziewać się reakcji Gazpromu np. w formie obniżenia cen gazu?


- Koszty wydobycia gazu rosyjskiego są jednymi z niższych na świecie, więc Gazprom posiada możliwości, aby podjąć walkę cenową z innymi dostawcami. Inne rynki będą patrzyły, gdzie można gaz pozyskać jak najtaniej.

Gaz jest paliwem dla przemysłu. Konsumenci w gospodarstwach domowych odpowiadają tylko za ok. 1/3 zużycia gazu w Polsce, resztę zużywają odbiorcy przemysłowi do produkcji swoich towarów. Dla nich ceny gazu są więc bardzo ważne.

Mając wysokie ceny gazu dla przemysłu, zwłaszcza zużywającego duże tego paliwa w Polsce będziemy podcinali ich międzynarodową pozycję konkurencyjną, o czym wielokrotnie się zapomina. Przekładać się to może na spadek tempa wzrostu PKB, zatrudnienie, skłonność do ponoszenia przez te firmy inwestycji w innowacyjność, itd.

Dlatego strategia energetyczna Polski powinna być taka, aby mieć zdywersyfikowane możliwości pozyskania gazu, ale dążyć do tego aby koszty ponoszone przez przemysł na rzecz szeroko rozumianego bezpieczeństwa energetycznego były racjonalne i umożliwiały konkurowanie naszemu przemysłowi na rynkach międzynarodowych.

Rozmawiał: Dariusz Ciepiela

Materiał wydrukowany z portalu www.wnp.pl. © Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2017